книги из ГПНТБ / Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа

ных углеводородов последние должны были бы мигрировать вверх по восстанию слоев не только по базальным песчаникам III пла­ ста эйфельского яруса, а в первую очередь по вышележащей мощ­ ной толще регионально выдержанных песчаников старооскольского горизонта (1в пласт), отделенных от III пласта всего 200-м глини­ сто-карбонатной пачкой афонинского горизонта. При этом на всех’ структурах Мичаю-Пашнинского вала, расположенных как и Пашнинская структура на границе с Верхнепечорской впадиной Предуральского прогиба, в среднедевонских отложениях должны были бы образоваться либо газоконденсатные залежи, либо залежи нефти с аномально высокой газонасыщенностью. Однако ни в од­ ном из месторождений Мичаю-Пашнинского вала, кроме Пашнинского, этого не наблюдается.

жение, что на глубинах свыше 3,5 км будут встречаться преи­ мущественно газовые и газоконденсатные залежи. О преимущест­ венно газоконденсатном характере залежей на больших глубинах писали и другие геологи (А. Я. Креме, В. Д. Наливкин, Э. В. Чай­ ковская, Е. А. Дьяконова, 1971 и др.). Практика поискового и раз­ ведочного бурения в Тимано-Печорской провинции до глубин в 4—4,5 км показывает, что значительная глубина залегания про­ дуктивных отложений и высокое пластовое давление являются только одним из главных условий образования газоконденсатных залежей. Так, на Усинском месторождении Колвинского мегавала из поддоманиковых отложений девона с глубин 3000—3300 м по­ лучены притоки легкой нефти плотностью 0,840—0,850 г/см3, резко недонасыщенной газом (рпл= 340 кгс/см2, рТ1ас = 84 кгс/см2). В опорной скважине на Харьягинской структуре Колвинского ме­ гавала из среднедевонских песчаников с глубины 3608—3628 м получен приток легкой высокопарафинистой нефти (0,855 г/см3) , приток тяжелой нефти (0,924 г/см3) с глубины 3472—3608 м из нижнепермских известняков получен в скв. 1 Сыня в Болыиесынинской впадине Предуральского прогиба, а насыщенные тяжелой нефтью нижнепермские известняки подняты с глубины около 3500 м в скв. 1 Андроново на погружении Войской структуры Пе­ чорской гряды. В 1971 г. фонтан легкой (0,825 г/см3) парафи­ нистой нефти, резко недонасыщенной газом, был получен из сред­ недевонских песчаников с глубины 3900—3996 м на Верхнегрубешорской структуре в Денисовской впадине и приток минерализо­ ванной воды с утяжеленной нефтью (0,883 г/см3) из силурийских доломитов с глубины 3370—3591 м на Среднемакарихинской структуре в Хорейверской впадине.

В то же время притоки газа и конденсата получены из верхне­ пермских песчаников с глубины 1743—1797 м на Василковской структуре Шапкина-Юрьяхинского вала, из нижнепермских

известняков с глубины 2222—2245 м на Лаявожской структуре в Денисовской впадине, из пермско-каменноугольных известняков с глубины 2100—3450 м крупнейшего Вуктыльского месторожде­ ния в Предуральском прогибе и из поддоманиковых отложений де­ вона с глубины 2570—3400 м на Печоро-Городской, Печоро-Кож- винской и Кыртаиольской структурах Печоро-Кожвинского мегавала.

Из приведенного видно, что решающим фактором в образова­ нии газовых и особенно газоконденсатных месторождений явля­ ется, по-видимому, не глубина залегания продуктивных горизон­ тов в настоящее время, а геологическая история и особенно мо­ бильность территории в прошлом, чередование значительных по амплитуде погружений и поднятий крупных тектонических эле­

еще две промышленные залежи нефти в карбонатных отложениях фаменского и турнейского ярусов и в нижней перми. Нефтя­ ная залежь в пористых и кавернозных известняках и доломитах фаменского яруса вскрыта на глубинах 1350—1430 м, имеет этаж нефтеносности 80 м. Залежь массивная, с водонефтяным контактом на отметке минус 1288 м и относительно небольшими запасами утяжеленной (0,869 г/см3) сернистой (0,58%) смолистой (10,7%) и парафинистой (3,3%) нефти, недонасыщенной газом в пластовых условиях. Пластовое давление 132—140 кгс/см2. Ре­ жим залежи водонапорный. Вмещающие залежь породы местами сильно выщелочены и закарстованы, при бурении в них наблюда­ ются провалы инструмента и полное поглощение промывочной жидкости.

Самая верхняя залежь нефти в карбонатных породах нижней перми вскрыта скважинами на абсолютных отметках минус 736— 896 м. Этаж нефтеносности достигает в своде структуры 160 м. Залежь массивная, эффективные мощности нефтенасыщенных из­

Месторождение расположено в пределах Лыжско-Лузской структурной ступени, где сейсморазведкой оконтурены Верхнелыжская и Лузская структуры широтного простирания. Поиско­ вым бурением установлена нефтеносность верхнедевонских отло­

212

жений на Лузской структуре, залежи нефти и газа на Верхнелыжской структуре отсутствуют. Лузское месторождение отличается от других месторождений Ижма-Печорской впадины по свойст­ вам нефти.

В разрезе Лузской площади уменьшается мощность кыновскосаргаевской глинисто-мергелистой пачки. Состав франско-фамеп- ских отложений преимущественно карбонатный. В них широко развиты поровые и порово-трещинные коллекторы, представлен­ ные биогермными разностями известняков при подчиненном зна­ чении прослоев глин и мергелей.

Нефтепроявления и нефтенасыщение отдельных прослоев в керне отмечены в силуре, среднем и верхнем девоне и нижней перми. Однако промышленные притоки нефти получены только в сводовой скважине из песчаников пашийского горизонта, зале­ гающих под 20-метровой пачкой кыновских глин, а также из по­ ристых доломитов и известняков воронежского горизонта и ниж­ ней части фаменского яруса. В других скважинах нефтенасыще­ ние носит остаточный характер.

Залежь нефти в пашийских песчаниках пластовая сводовая, осложненная литологическим замещением песчаников на западе

нефти газом 112,5 кгс/см3, газовый фактор 51,1 м3/т.

Залежи нефти в воронежском горизонте и нижней части фа­ менского яруса приурочены к пористым водорослевым и органо- генно-детритусовым' известнякам, вскрытым сводовой скв. 201 соответственно на глубинах 1987—1980 м и 1860—1851 м. Нефти этих залежей близки по составу, легкие (0,826—0,828 г/см3), мало­ сернистые (0,23—0,35%), сильно парафинистые (6,7—5,9%) по

ния 94 и 58 кгс/см2, газовый фактор 49,5 и 13,7 м3/т.

Из приведенных данных, видно, что все три залежи имеют не­ большие размеры, для нефти характерно высокое содержание парафина, необычное для других месторождений Ижма-Печор­ ской впадины, но встречающееся в нефтях на структурах ПечороКожвинского мегавала непосредственно к востоку от Лузского месторождения.

Близкий состав нефти выявленных на Лузском месторождении залежей, их небольшие размеры, отсутствие сколько-нибудь мощ­ ных непроницаемых покрышек и широкое распространение в раз­ резе остаточного нефтенасыщения пород и нефтепроявлений сви­ детельствуют о процессах вертикальной миграции нефти. Можно

213

рам залежи нефти. Однако при окончательном формировании структур Печоро-Кожвинского мегавала в послемезозойское время

пени расформированы в результате ремиградии ее в гипсоме­

роль полупроницаемых покрышек в распределении залежей нефти по разрезу.

Л е м ь ю с к о е н е ф т я н о е м е с т о р о ж д е н и е

Месторождение расположено в центральной части Ижма-Пе- чорской впадины и приурочено к малоамплитудной и очень поло­

в южном направлении. Нефтенасыщенными являются невыдер­ жанные по площади линзовидные прослои песчаников нижней ча­ сти казанского яруса, залегающие на глубинах от 600 до 900 м. Эффективная мощность отдельных прослоев и линз песчаников достигает 6—8 м, а лучшие по коллекторским свойствам разности имеют пористость до 25% и проницаемость до 50 мД. Насыщаю­ щая песчаники нефть утяжеленная (0,889 г/см3), сернистая (0,97%), высокосмолистая, с низким содержанием бензиновых фракций и газовым фактором около 1 м3/т. Пластовое давление на глубине 653 м составляет 74,3 кгс/см2, пластовая температура 24° С и давление насыщения нефти газом 3 кгс/см2. Из-за вы­ сокой вязкости практически полностью дегазированной нефти дебиты скважин очень низки и лишь в отдельных случаях дости­ гают 4—6 т/сут. Из-за сложного строения нефтенасыщенных пес­ чаников и малодебитности скважин разведка месторождения пре­ кращена.

На территории восточного склона Южного Тимана и ИжмаПечорской впадины нефтенасыщение и притоки нефти в поддоманиковых отложениях девона установлены еще на целом ряде пло­ щадей (Порожская, Кыкаиольская, Ираиольская, Ленавожская, Сотчемьюская, Кынаиольская, Троицко-Печорская и др.), что ука­ зывает на возможность выявления в дальнейшем в этих районах еще большего количества структурных и структурно-стратиграфи­ ческих залежей. Пока разведаны лишь наиболее четко выражен­ ные и высокоамплитудные структуры, и лишь на Южном Тимане предприняты первые попытки поисков и разведки залежей в струк­ турно-стратиграфических ловушках (Западно-Изкосьгоринская, Чернореченская, Зеленецкая и другие площади).

214

Месторождения Печоро-Кожвинского мегавала

В пределах мегавала выделяется ряд крупных блоков фунда­ мента, испытывавших на протяжении додевонского и девонского времени преимущественное погружение по системе крупных разло­ мов, сопровождавшееся накоплением терригенно-карбонатных от­ ложений с резко увеличенными мощностями по сравнению с разре­ зами прилегающих Ижма-Печорской и Денисовской впадин и литологофациальной изменчивостью. Различная скорость погру­ жения каждого из блоков фундамента обусловила значительные градиенты изменения мощностей отложений и резкое несовпадение структурных планов между различными структурными подэтажами со смещением сводов локальных структур третьего порядка на не­ сколько километров. Последнее обстоятельство весьма затруд­ няет разведку глубоко залегающих горизонтов среднего девона и силура.

Изучение строения глубоких горизонтов Печоро-Кожвинского мегавала с помощью сейсморазведки начато лишь в последние годы и этим в значительной мере объясняется низкая эффектив­ ность глубокого бурения на первом этапе, когда поисковые сква­ жины закладывались в сводах локальных структур по верхним горизонтам без учета смещения структурных планов.

К настоящему времени глубоким бурением изучено лишь не­ сколько структур центральной части Печоро-Кожвинского мега­ вала, а среднедевонские отложения вскрыты на восьми площадях (Мутный Материк, Дзеля-Тереховейская, Каменская, Кыртаиольская, Печоро-Кожвинская, Печоро-Городская, Среднешапкинская и Южно-Лыжская).

Установлено широкое распространение нефтегазоносное™ поразрезу, причем выявлены преимущественно мелкие и средние по запасам газоконденсатные, газовые и нефтяные залежи.

Широкое распространение нефтегазопроявлений и разнообраз­ ный состав углеводородных скоплений обусловлены, по-видимому,, неоднократными подвижками по нарушениям и переформирова­ нием структурного плана. Значительные скопления углеводородов, выявлены пока только на Лыжско-Кыртаиольском валу и в Пе­ чоро-Городской структурной зоне.

К а й е н с к о е н е ф т я н о е м е с т о р о ж д е н и е

Месторождение расположено в западной части Лыжско-Кыр- таиольского вала и приурочено к одноименной антиклинальной складке северо-западного простирания. Западное крыло струк­ туры крутое, переходящее в региональный флексуро-сброс, протя­ гивающийся вдоль западной границы Лыжско-Кыртаиольского вала. В фундаменте и нижних горизонтах осадочного чехла под флексурой расположен один из региональных разломов, по.

21Е

которым Печоро-Кожвинский мегавал сочленяется с Ижма-Печор- ской впадиной. Восточное крыло складки более пологое.

Подошва девонских отложений на Каменской структуре зале­ гает ориентировочно на глубинах 4000—4500 м. Пробуренными ■скважинами вскрыты фаменские, франские и верхнеживетские от­ ложения, причем практически по всему разрезу отмечены газонефтепроявления вплоть до кратковременных выбросов. В карбонат­ ных породах фаменского яруса отмечены примазки загустевшей нефти по трещинам и насыщение отдельных пористых разностей жидкой нефтью. В залегающих под верхнефранской мергельно-гли­ нистой толщей карбонатно-терригенных отложениях мендымского и доманикового горизонтов выделяются три пачки кварцевых песчаников пористостью до 15%, в различной степени насы­ щенных нефтью. Пашийские и живетские отложения представ­ лены чередованием пластов кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники битуминозны, прослоями нефтенасы­ щены. Большая часть песчаников представлена разностями, но в отдельных пластах пористость достигает 8—15%. Присводовыми скв. 3 и 4 вскрыта лишь верхняя часть среднедевонских отложе­ ний, представленная песчано-алевролитово-глинистой толщей ста­ рооскольского горизонта мощностью 400 м.

При опробовании отдельных пачек песчаников староосколь­ ского горизонта, залегающих на глубинах 2450—2442 и 2346— 2336 м, получены небольшие притоки воды с нефтью и растворен­ ным газом. Нефть, полученная из интервала 2346—2336 м в коли­ честве 0,5 м3/сут, легкая (0,836 г/см3), малосернистая (0,23%), высокопарафинистая (12,3%,) с содержанием акцизных смол 13%. Содержание фракций, выкипающих до 200° С,- 21,5%, фракций, выкипающих до 300° С, 43%, начало кипения 69° С, температура застывания парафинов 16° С.

Полупромышленный приток нефти получен также при опробо­ вании пачки песчаников доманикового горизонта в скв. 4 (в интер­ вале 2006—1997 м). Скважина периодически кратковременно фон­ танировала нефтью плотностью 0,831 г/см3, содержание серы в ней 0,22%, парафинов 12,49%, смол акцизных 10%. Содержа­

Растворенный в нефти газ имеет состав характерный для неф­ тяных и газоконденсатных месторождений: метана 81,3%, этана 7,17%, пропана 3,55%, бутанов и пентанов 1,08%, азота и инерт­ ных 6,4 % •

По характеристике и составу нефть в живетских и франских отложениях Каменской структуры близка к нефти в залежах Лузского месторождения, что позволяет предполагать существование единого источника, откуда эти нефти мигрировали при формиро­ вании залежей.

2 1 6

Кы р т а и о л ь с к о е г а з о к о н д е н с а т н о н е ф т я н о е

ме с т о р о ж д е н и е

Месторождение расположено в центральной части ЛыжскоКыртаиольского вала между Каменской структурой на северо-за­ паде и Югидской структурой на юго-востоке и приурочено к од­ ноименной складке сложного геологического строения (рис. 46,. 47). Кыртаиольская структура выявлена и оконтурена по отложе­ ниям фамена. Первые поисковые скважины оказались непродук­ тивными из-за неблагоприятного структурного положения по поддоманиковым отложениям девона и глубокого залегания послед­

В 1966—1969 гг. сейсморазведочными работами было установлено резкое смещение свода структуры в поддоманиковых отложениях девона и силура на восток на расстояние до 6—7 км относительно положения свода в фаменских отложениях, на основании чего Кыртаиольская структура была вторично введена в глубокое по­ исковое бурение.

В фаменских отложениях Кыртаиольская структура имеет резко асимметричное строение с крутым западным и относительно пологим восточным крыльями и вытянутой южной периклиналью. В своде структуры на поверхность выходят фаменские, а на кры­ льях развиты каменноугольные и пермские отложения. Восточное крыло постепенно переходит в прогиб, отделяющий Кыртаиольскую структуру от Печоро-Городского вала, а западное крыло

дизъюнктивного нарушения. Установлено резкое увеличение мощ­ ности додевонских и особенно средне- и верхнедевопских отложе­ ний на Кыртаиольской структуре по сравнению с прилегающими на западе и востоке участками.

В поддоманиковых отложениях девона Кыртаиольская струк­ тура также имеет крупные размеры и осложнена несколькими не­ большими куполовидными поднятиями амплитудой 100—150 м.

Пробуренными скважинами вскрыты верхне- и среднедевон­ ские отложения вплоть до нижнего девона (скв. 8). Разрез живетского и эйфсльского ярусов представлен чередованием песчани­ ков, алевролитов и аргиллитов. Песчаники имеют пористость до 10—12% и проницаемость до 225 мД. Вскрытый разрез средне­

зонта в скв. 11 в интервале 2920—2910 м получен приток вазели­ ноподобной высокопарафинистой нефти дебитом 13 м3/сут. Нефть

217

легкая (0,821 г/см3), малосернистая (0,10%), высокопарафинистая (20,3% по Гольде), содержит всего 2,38% силикагелевых смол и практически не содержит асфальтенов. Температура начала ки­ пения нефти 85° С, плавления парафина 54° С, содержание фрак­ ций, выкипающих до 200° 17,9%, фракций, выкипающих до 300°, 34%. Выше по разрезу из основной пачки песчаников староосколь­ ского горизонта в скв. 11 в интервале 2658—2667 м получен приток минерализованной воды, а в скв. 5 в интервале 2568—2610 м — фон-

Рис. 47. Сейсмогеологический профиль вкрест простирания южной части ПечороКожвинского мегавала.

таны газа дебитом 82,4 тыс. м3/сут через штуцер диаметром 20 мм и нефти 22 т/сут. Высокопарафинистая нефть получена в скв. 9.

Нефть легкая (0,8293 г/см3), малосернистая (0,27%), высоко­

метан 86,5%, этан 7,0%, пропан 2,2%, бутан 0,7%, пентан 0,3%, гексан + высшие 0,1%, плотность газа 0,776 кг/м3. Пластовое дав­ ление в залежи составляет 268 кгс/см2, пластовая температура

219

58° С. Водонефтяной контакт, по данным электрокаротажа, нахо­ дится на отметке минус 2520 м, нефтяная оторочка, по-видимому, не имеет промышленного значения. В скв. 6 верхняя часть верхней

.основной пачки песчаников старооскольского горизонта в интер­ вале 2515—2531 м также имеет благоприятную каротажную ха­ рактеристику, указывающую на их газснасыщенность. Газоконден­ сатная залежь пока не оконтурена, но данные бурения позволяют оценивать ее запасы в несколько десятков миллиардов кубометров газа. Разведка месторождения продолжается.

Пе ч о р о - К о ж в и н с к о е и П е ч о р о - Г о р о д с кое

не ф т е г а з о в ы е м е с т о р о ж д е н и я

Месторождения расположены к северо-востоку от Кыртаиольекого месторождения и приурочены к одноименным локальным структурам Печоро-Городского вала (рис. 48, 49). Печоро-Город­ ская и Печоро-Кожвинская структуры имеют сравнительно неболь­ шие размеры и асимметричное строение, западные крылья относи­

над региональным глубинным разломом, ограничивающим с севе­ ро-востока Печоро-Кожвинский авлакоген. Амплитуда структур в верхнепермских отложениях в пределах замкнутого контура со­ ставляет 150—'200 м и увеличивается с глубиной до 400 м по кровле песчаников среднего девона.

Скважинами изучен разрез пермских, каменноугольных и де­ вонских отложений до верхней части эйфельского яруса. Поддоманиковые отложения нижнефранского подъяруса и среднего де­ вона вскрыты на Печоро-Городской структуре в шести скважинах и на Печоро-Кожвинской в пяти. На максимальную глубину раз­

представлен аргиллитами и алевролитами койвенского и бийского горизонтов верхнеэйфельского подъяруса преимущественно плот­ ными аргиллитами, мергелями и алевролитами афонинского гори­ зонта и толщей песчаников и алевролитов старооскольского гори­ зонта.

В верхней части старооскольского горизонта залегает основная пачка песчаников мощностью ПО—130 м, с которой связаны про­ мышленные газоконденсатные залежи Печоро-Городского и Печо- ро-Кожвинского месторождений. Песчаники среднего девона имеют резко меняющиеся коллекторские свойства как по разрезу, так и по площади, причем пористость их варьирует от 5,5 до 11 — 12%, а по данным промысловой геофизики до 13—18%, проницае­ мость 50—60 мД. В соответствии с коллекторскими свойствами резко меняется и продуктивность скважин, дебиты газа от первых десятков кубометров в сутки до 700 тыс. м3/сут, конденсата

180 т/сут.

220